一起500kV并联电抗器内部故障的分析和处理

2015-10-19国投云南大朝山水电有限公司师存良

电气技术与经济 2015年2期

关键词：夹件绝缘油引线

国投云南大朝山水电有限公司师存良

国投云南大朝山水电有限公司师存良

本文介绍了一起电抗器内部故障的分析和处理，从故障的现象、分析、控制措施、处理过程、试验方法、注意事项等细节进行了详细介绍，对其他类似故障处理具有借鉴意义。

电抗器故障处理

0　引言

大朝山水电站以两回500kV和两回220kV两种电压等级接入系统，500kV输电线路长达250km，为了补偿高压线路沿线分布电容的容性充电功率，抑制超高压线路的工频过电压，在高压输电线路的一侧安装了高压并联电抗器。而高压并联电抗器本体发生故障后，除了跳开线路两侧断路器，线路停止运行，因此，高压并联电抗器的安全稳定运行，对整个系统的安全稳定起着至关重要的作用。电抗器正常运行时，铁心必须有一点可靠接地，若没有接地点，则铁心对地存在悬浮电压，会造成铁心对地断续性击穿放电。通过铁心一点接地后消除了形成悬浮点位的可能。但当电抗器铁心出现两点及以上接地是，铁心间电位差就会在接地点之间形成环流，导致铁心局部发热，严重时，铁心局部温升增加，导致瓦斯保护动作，影响电抗器的安全运行。

1　故障现象及分析

2008年4月23日，电站设备定检试验时，发现500kV线路大宝I回A相心芯夹件对地绝缘电阻仅为0.06MΩ，型号和安装位置相同的B相电抗器为49GΩ，C相为190GΩ。A相电抗器铁心夹件对地绝缘明显低于其他两相，根据南网《电力设备预防性试验规程》第5.4条规定，220kV及以上电抗器绝缘电阻一般不低于500MΩ，由此可见，A相电抗器内部绝缘出现了故障。通过查阅2008年以前所有试验数据均正常。发现铁心夹件绝缘异常后，为了跟踪故障的演变趋势，定期测量将铁心泄漏，运行中监视铁心泄漏电流，如表1所示。

表1　铁芯泄漏电流测量值　（单位：mA）

“规程”规定：运行中铁心接地电流一般不大于100mA，从上表看出，A相电抗器铁心泄漏电流在规定范围内，且与其他两相幅值相同，并无异常。

绝缘油指标分析是电力系统分析充油设备的一种有效手段。绝缘油的气相色谱分析用于分析绝缘油中溶解气体的组分和含量的试验，这一方法可以发现充油电气设备中的一些用其他试验方法不容易发现的局部性缺陷，如局部过热、局部放电等。当电抗器发生铁心接地故障时，其主要表现有：①总烃含量超过规定的注意值；②用改良三比值法（编码规则如表2所示）进行分析特征气体的比值编码一般为0、2、2；③故障点估算温度一般为700～1000℃；④CH4及C2H4含量很高，CO变化很少或不变，但有时色谱分析中出现乙炔时，可能反映间歇性接地。

表2　三比值法编码规则表

过热故障，单独油裂解产生的气体包括乙烯和CH4，少量的H2和C2H6；如故障温度不高，则H2、CH4、C2H2较多；假如故障严重，或包括电场的作用效应，也会生成大量的乙炔。为了进一步确定故障发生部位，对电抗器绝缘油进行了气相色谱分析。试验结果见表3。

从上述试验数据可以看出，所有特征气体含量均为超过注意值，但总烃含量呈现逐年升高趋势，CH4及C2H4含量也逐年在增加。C2H2含量为0，可以排除间歇性接地可能性。对油样的测试结果按改良三比值的编码规则进行计算，近几年C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6比值范围编码均为0、2、0。根据编码组合查表再结合三次试验结果油中各种气体的含量及相对产气速率，由此可初步判断电抗器故障类型为低温过热（150～300）℃，估算故障点的问题为：

T=-241log（CO2/ CO）+373 ℃=181.86 ℃

由于绝缘油中CO2含量略高，适时安排电抗器热油循环脱气处理，处理后的油分析各项数据良好。

在2007～2013年期间，A相铁心夹件对地绝缘电阻一直很低，历年数值见表4。

2013年铁心夹件绝缘测试结果为0.11MΩ，500kV大宝I回A相并联电抗器铁心夹件绝缘低隐患也时刻威胁着大宝I回A相并联电抗器安全，需要进行彻底检查处理。

2　故障检查处理情况

到2013年，电抗器投运至今已有十余年，按《电力变压器检修导则》（DLT 573—2010）规定，已达到大修年限， 500kV大宝I回A相并联电抗器铁心夹件绝缘低隐患也时刻威胁着大宝I回A相并联电抗器安全，结合电抗器第一个大修时限， 2014年对500kV大宝I回A相并联电抗器进行了一次吊罩大修。

表3　A相绝缘油色谱分析试验结果　（单位：×10-6μL/L）

表4　2007-2013年A相铁芯夹件对地绝缘电阻　Ω

电抗器的吊罩工序主要有以下几步：

1）抗器高压侧与GIS连接气隔SF6气体回收。

2）将电抗器油全部回收至已清洁好的绝缘油罐内，在回油同时对电抗器内部注入露点低于-40℃的干燥空气。

3）除电抗器外侧冷却风机、高压侧与GIS母管的连接、中性点引线、事故排油阀管路、高压套管末屏引线和铁芯接地测试引线，本体上保护、控制、测量等二次接线。

4）拆除电抗器油枕，拆除电抗器散热器等。注意对对已拆开的孔洞用盖板密封。

5）电抗器拖出至施工位置，注意对原来位置做好标记。

6）拆除电抗器高压套管内部引线，拆除中性点套管内部引线，拆除铁芯及夹件引出线套管内部引线。

7）电抗器钟罩与内部连接部位全部拆除后，吊出电抗器钟罩。

8）拆除电抗器铁心与底部的固定螺栓及相关连接件，将电抗器铁心吊起约2cm，更换损坏的铁心绝缘垫，处理绝缘不良的绝缘件。恢复铁芯与底部的固定和连接，对电抗器底部油污及异物进行全面清洁。

9）对电抗器内部绕组、铁心、夹件，围屏、磁屏蔽等运行情况进行全面检查处理。

10）对电抗器附件的检查、密封垫进行更换。

11）恢复电抗器钟罩安装，完成电抗器高压套管内部引线，中性点套管内部引线，铁心及夹件引出线套管内部引线的连接。

12）将电抗器拖回原来位置。恢复附、连接管路。

13）恢复电抗器高压侧与GIS母管的连接，回注气隔气体，在注气过程中注意密度继电器是否正常。

14）恢复中性点引线连接，油阀管路，电抗器接地，高压套管末屏引线和铁心接地测试引线，二次接线。对电抗器进行抽真空，真空度低于100Pa保持8h以上。

15）对回收至油罐的绝缘油进行24h热油循环，确认绝缘油指标合格后对电抗器真空注油。注油完成后再进行24h热油循环。

16）待绝缘油静止冷却后按照“规程”对电抗器进行全面电气试验。

17）油气静放24h，然后对电抗器油及GIS气隔SF6气体进行试验，对电抗器进行全面试验。

18）电抗器恢复带电运行。

通过吊罩检查，检查出铁心底部固定位置环氧套管因铁心存在位移而导致损坏。如图1～4图所示。

图1　存在缺陷的环氧绝缘套管

图2　存在缺陷的铁芯固定螺栓

图3　电抗器铁芯有一定的位移

图4　更换的新绝缘套管

从上图可以看出，铁心固定螺栓油漆存在严重的单面磨损，不排除是投产时绝缘套管就存在一定损伤，随着运行年限的增长，绝缘故障就显现了出来。现场更换了绝缘套管后，测试A相电抗器铁芯夹件绝缘3.03GΩ，铁心夹件恢复正常。在对电抗器内部检查中，发现铁心底部固定螺栓有松动痕迹，铁心有位移现象，通过此次内检已将铁心位置调正，并将底部固定螺栓再次紧固。

通过现场检查结果分析，我们判断此次电抗器铁心夹件绝缘故障是由于在运输过程中铁芯位移，挤压绝缘套管破损所致。虽然在设备制造及安装过程中严格执行工艺要求，确保制造及安装的质量，出厂时也试验合格，但由于水电站距离中心城市较远，通过公路运输和吊装过程，不可避免会造成器身大幅度运动。因此，电抗器在投运前必须按照“规程”规定进行完整的油中气体分析与电气试验，并将试验数据与出厂试验数据进行对比，一旦发现有差异，务必增加绕组变形试验进行验证，必要时在现场吊罩检查。后期运行过程中，加强对绝缘油色谱试验结果的分析，以便及时发现和排除充油电气设备内部故障。